当前，业界关于绿电（绿证）与碳市场统筹衔接的讨论，表面上是碳市场到底要不要认可绿电（绿证）的问题，其背后则是我国碳排放管理中两个重大政策问题需要进一步讨论明确：一是企业外购电力间接排放核算方法技术路线的选择问题，电力排放因子是基于地理位置还是基于市场交易？二是纳入碳排放配额管理（以下简称纳管）的企业碳排放核算边界的确定问题，是仅包括直接排放还是要扩展到间接排放？只有充分厘清这两大问题政策设定的底层逻辑，才能进一步思考统筹衔接的实现路径。
（来源：中国电力企业管理 作者：蒋文闻）
碳市场是否认可绿电（绿证）
取决于碳排放核算方法的技术路线选择
根据目前全球应用最广泛的温室气体核算体系（GHG Protocol）相关规则，企业外购电力间接排放核算方法分为两种：一是基于位置的方法（Location-based），另一种是基于市场的方法（Market-based）。基于位置的方法对企业所有的外购电力采用统一的排放因子，一般是所在地区或国家的平均电力排放因子。基于市场的方法则根据企业在市场购入的不同电力采用不同的排放因子。因此，若企业购入可再生能源电力，包括电力购买协议（PPA）、绿色电力证书（RECs）等形式，则可以将这部分电力的间接排放核算为零。值得注意的是，基于市场的方法要求企业参与的电力市场具有“可靠的追踪系统”，以确保绿色电力消费的真实性和绿色权益的唯一性。该方法技术门槛相对较高、监管难度较大，因此，近期国际上发布的产品碳足迹的核算规则，如欧盟《电池与废电池法规》配套核算方法，基本不认可基于市场的核算方法。
我国不同领域的绝大多数碳排放核算方法均采用基于位置的方法来核算外购电力间接排放，不同的是有些方法规定采用全国平均电力排放因子，有些方法规定采用区域或省级平均电力排放因子。我国在2022年全面启动绿电交易后，出于自身利益考量，购买绿电的碳交易纳管企业客观上产生了将绿电间接排放核算为零的诉求，其本质上是要求采用基于市场的方法核算电力间接排放。针对此类诉求，北京、天津、上海等试点碳市场于2023年陆续发布相关政策，允许纳管企业将绿电交易电力间接排放核算为零，可以说是向基于市场的方法的初步转型。然而，上述试点地区均不认可将绿证对应的电力间接排放核算为零，实践中，碳交易纳管企业也更多地购买绿电而不是绿证，其背后的逻辑很可能是绿电市场具有相对“可靠的追踪系统”，而绿证目前在此方面还存在明显不足。
绿电（绿证）能否对碳市场造成冲击
取决于碳市场排放类型覆盖范围设定
中电联数据显示，2023年，全国绿电（绿证）交易总量为1059亿千瓦时，其中绿电交易695.3亿千瓦时，绿证交易对应电量363.7亿千瓦时。以生态环境部最新公布的2021年全国平均电力排放因子（0.5568 千克 二氧化碳/千瓦时）核算，折合可影响的碳排放量约0.59亿吨二氧化碳。根据上海环境能源交易所数据，2023年，全国碳市场年配额成交量约2.12亿吨二氧化碳，直观对比来看，绿电（绿证）可以影响全国碳市场交易规模的28%。进一步扩大比较口径，国家统计局数据显示，2023年，全国可再生能源发电总量达31906亿千瓦时，大约可以影响17.8亿吨二氧化碳排放量，而全国碳交易第二个履约周期纳管企业排放总规模约51亿吨二氧化碳，二者的比值高达35%。依据以上两个比率，部分业界专家认为，如果碳市场无条件认可绿电（绿证），将会动摇全国碳排放权交易市场的基础，也会对全国温室气体自愿减排交易市场造成巨大冲击。
然而，绿电（绿证）对于碳排放的影响仅限于电力间接排放。目前，全国碳市场发电行业51亿吨二氧化碳纳管规模中，电力间接排放占比极低，因而，当前绿电（绿证）对全国碳市场几乎没有冲击。根据中国科学院丁仲礼院士的研究成果，全国工业领域直接排放约39亿吨二氧化碳，间接排放约29亿吨二氧化碳。若将来全国碳市场进一步扩围到发电、钢铁、建材、有色、石化、化工、造纸、航空八大行业，结合生态环境部通报的相关数据，可以初步推算出全国碳市场远期整体纳管规模约95亿吨二氧化碳（其中，直接排放75亿吨，间接排放20亿吨）。如此情形下，绿电（绿证）可以影响碳市场19%左右的碳排放量，与其间接排放规模接近，可能会对碳市场造成一定程度的冲击。
根据国际碳行动伙伴组织（ICAP）相关报告，目前，我国地方试点碳市场、韩国碳市场，以及日本东京都和埼玉县碳市场将企业外购电力间接排放纳入覆盖范围，而美国加州将州外调入电力间接排放纳入覆盖范围，其他地区的碳市场则未纳入电力间接排放。一般而言，将电力间接排放纳入碳市场是在电力市场化程度不高的情况下采取的一种政策选择，可以将上游发电企业碳成本部分传导至下游电力用户，激励纳管企业提升电能利用效率，从而提升碳市场的降碳效果。反之，在电力市场化程度较高的条件下，继续将间接排放纳入碳市场边界，则可能由于双重监管带来不利影响，这也是欧盟等其他地区碳市场未纳入间接排放的主要考虑。
近年来，我国电力市场化改革进程加速，根据国家能源局公布的数据，2023年，全国市场化交易电量占全社会用电量的比重达61.4%，工商业电力用户已全部参与市场化交易。因此，未来全国碳市场将有条件不再纳入电力间接排放，如此一来，绿电（绿证）冲击碳市场的基础也将不复存在。
是否将电力间接排放纳入碳市场
覆盖范围应主要考虑三个因素
如果明确电力间接排放不纳入碳市场，则不存在碳市场对绿电（绿证）的认可问题，两套政策工具各自在不同领域发挥降碳作用。如果明确将电力间接排放纳入碳市场，则需要慎重考虑认可绿电（绿证）的实现路径，既要确保碳市场降碳激励功能有效发挥，也要防止形成双重监管，给企业造成双重负担。
综上所述，结合国际国内碳市场的实践，是否要将电力间接排放纳入碳市场应主要考虑三个因素：
一是碳市场纳管主体间接排放占比。在间接排放占比较高的情况下，如东京碳市场主要是建筑主体、以间接排放为主，则可以考虑将间接排放纳入，否则碳市场功能将无法得到有效发挥。
二是明确碳市场所在区域电力主要源于内部还是外部。若主要来源于内部，纳入间接排放的双重监管矛盾将比较突出。若主要来源于外部，不纳入间接排放则可能导致一定程度的“碳泄露”。
三是碳市场所在区域的电力市场化进程。电力市场化程度较高的区域，上游发电碳成本可以有效传导至下游用户，无需再次对电力间接排放施加政策工具；反之，市场化程度较低的区域则需要纳入间接排放。
我国绿电（绿证）与碳市场
统筹衔接的实现路径
为根本解决碳市场和绿电（绿证）统筹衔接的难题，首先要明确是否要将电力间接排放纳入碳市场管控范围。若不纳入，则不存在统筹衔接的问题。若纳入，则需要进一步完善与电力间接排放核算相关的配套方法标准。“十五五”期间，我国将全面推进落实能耗“双控”向碳排放“双控”转变，碳市场和电力市场政策分工将更加清晰。在此过程中，碳市场与绿电（绿证）统筹衔接需要分类施策，全国碳市场、地方试点碳市场应根据各自特点，采取差异化的策略，以更好地实现碳减排政策目标。
对于全国碳市场，不再将电力间接排放纳入管控覆盖范围
未来碳市场扩大到八大行业以后，全国碳市场的纳管覆盖范围将达到我国二氧化碳排放总量的75%左右。八大行业中，发电行业碳排放规模占比过半，若进一步在其他行业中纳入电力间接排放，则约有40%的发电碳排放在市场中被重复纳管。由于工业行业碳交易企业未来可能全部参与电力市场直接交易，发电端碳成本可以直接转移到电力价格中，若还需对电力间接排放承担履约责任，其双重监管、双重履约的矛盾将更加突出。
随着我国产品碳足迹体系逐步建立健全，在绿色低碳供应链约束下，电解铝等电力间接排放占比较高的工业行业，有充分动力提升绿色电力消费比重，无需通过碳市场进一步引导其降低电力间接排放。因此，全国碳市场在扩容过程中，可以考虑不再将电力间接排放纳入管控覆盖范围，既能避免来自绿电（绿证）市场的冲击，也能提升碳市场运行效率。
对于全国自愿减排市场，聚焦长期实质性碳减排和碳移除项目
绿电（绿证）对温室气体自愿减排市场（CCER）的影响主要表现为，可再生能源项目的自愿减排量交易可能与绿电（绿证）交易在绿色权益主张方面产生重叠，可再生能源项目业主面临CCER、绿电（绿证）二选一的问题。
当前，国际自愿减排市场对项目减排质量要求迅速提升，更多地倾向于基于自然的碳减排项目以及可实现长期存储的碳清除项目。同时，自愿减排量的应用场景更加聚焦于企业难以采取直接减排措施的领域，如抵消价值链碳排放，而不是企业可管控的直接和间接排放。由于新能源技术快速进步、装机规模迅速扩大，可再生能源自愿减排项目的额外性、基准线可能迅速发生变化，由于CCER开发周期较长的特点，最终很可能导致其核证减排量数据质量降低。因此，未来全国自愿减排市场不宜再主要开发可再生能源发电、资源综合利用等“避免排放”的项目，应更多地聚焦开发林业碳汇、碳捕集与封存等“长期实质性碳减排和碳移除”项目。
对于地方试点市场，通过优化完善碳排放核算方法与绿电（绿证）做好统筹衔接
随着全国碳市场扩容，地方碳市场试点行业覆盖范围、排放规模总量面临逐步缩小的局面，其纳管企业类型将逐步向商业建筑、先进制造业、城市交通等类型集中，这类企业的碳排放呈现以电力间接排放为主的特征。因此，对于地方碳市场试点，特别是北京、深圳这类城市型特征比较明显的试点碳市场，有必要继续将电力间接排放纳入管控覆盖范围。
在明确将电力间接排放纳入管控覆盖范围的前提下，如何优化电力间接排放核算方法将成为主要的议题。若采用基于位置的方法，碳市场仅仅起到激励企业提升电能使用效率的作用，与传统的节能工作政策目标高度重复。因此，逐步转向基于市场的方法，以激励企业更多地采购绿色电力、产生直接降碳效果，是碳市场试点地区下一阶段的重点工作。
基于市场的方法需要绿电（绿证）市场具有“可靠的追踪系统”，由于绿电（绿证）市场主要由国家层面管理运行，地方碳市场需要根据国家层面工作进展逐步衔接。具体来看，由于电力系统的物理特性，当前绿电交易基本做到了“发、输、用”全过程追踪，其真实性能够得到有效保障。因此，碳市场试点地区可加快认可绿电交易，明确将绿电交易部分的间接排放量核算为零。同时，为确保绿电环境权益的唯一性，对于绿电交易以外的外购电力，尽快开发符合当地实际情况的剩余消费组合电力排放因子（扣除全部绿电交易电量），用于这部分电力的间接排放核算。
由于目前参与绿电交易的门槛较高，通过电网代理购电的纳管企业暂时无法购买绿电，上述政策可能产生一定程度的市场不公。解决这个问题的途径有两条：一是碳市场进一步认可门槛较低的绿证交易，二是电力部门为代理购电用户提供绿电交易的便利化服务。
由于我国目前绿证制度体系离“可靠的追踪系统”仍然有较大差距，绿证环境权益最重要的“使用、注销”管理体系仍未建立，当前如果无条件直接将证电分离的绿证引入地方碳市场试点，很可能会影响市场功能的有效发挥。因此，在我国绿证制度体系进一步完善、碳排放“双控”制度基本建立、绿证在碳排放“双控”考核制度中的作用充分明确的基础上，可逐步将绿证引入地方碳市场试点。（本文仅代表作者个人观点）
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